COMPENSAZIONE DELLA POTENZA REATTIVA
1) Compensazione serie nel sistema di trasmissione svedese a 400kV [13]: 8 linee di diversa costruzione con 8 compensatori serie per una capacità totale di 4800MVAr consentono la
trasmissione di oltre 7000MW. Senza compensazione sarebbe stato necessario costruire 5 nuove linee. Nel funzionamento alle condizioni di progetto si hanno le minori perdite per il sistema elettrico, la sola riduzione delle perdite è stata sufficiente a ripagare l’intero investimento in pochi anni. Il grado di compensazione è compreso tra il 30% e il 70% per ogni banco di condensatori, e il tasso di mortalità dei condensatori è inferiore allo 0,1%. 2) UPFC installato in Virgina su una linea 138kV pesantemente caricata [12]: sono installati
due convertitori trifase a 48 impulsi da 160MVA. Nel normale funzionamento i due convertitori funzionano come STATCOM (parallelo) e SSSC (serie), ma è anche prevista la possibilità per il convertitore serie di operare come STATCOM con la possibilità di gestire una potenza totale di ±320MVA. I benefici attesi sono: supporto della tensione in condizioni particolari per prevenire il collasso del sistema, controllo indipendente della potenza attiva e reattiva scambiata, riduzione delle perdite di oltre 24MW, aumento della potenza trasferibile di 100MW.
Nella rete di distribuzione
La produzione di potenza reattiva dovrebbe avvenire il più vicino possibile al punto in cui serve. Seguendo questo principio, la rete di trasmissione e gli impianti di produzione ad essa connessi dovrebbero produrre la potenza reattiva necessaria a compensare le sole linee e i trasformatori in AT e AAT. La potenza reattiva necessaria al funzionamento corretto dei carichi dovrebbe essere prodotta nella rete di distribuzione. I problemi che essa genera quando viene trasmessa su lunga distanza sono noti e li ricordiamo brevemente: aumento delle perdite attive, riduzione della capacità di trasmissione, peggiori condizioni della tensione, limitata disponibilità dei generatori. Per questi motivi il prelievo di potenza reattiva è regolamentato dall’AEEG: attualmente gli utenti MT e BT con potenza contrattuale superiore a 16,5kW devono pagare una quota per l’energia reattiva scambiata con la rete quando questa supera il 50% dell’energia attiva fatturata, tale situazione equivale ad un cos(ϕ) medio di 0,9. Senza questa forma di perequazione gli utenti non sarebbero incentivati a mantenere un fattore di potenza elevato poiché per essi il rifasamento rappresenta solo un costo mentre le minori perdite costituiscono un risparmio per il distributore. Nel caso migliore, in cui tutti gli utenti rispettano tale limite, nella rete circola una potenza reattiva pari al 50% della potenza attiva che contribuisce al 20% delle perdite nella rete. Sta al distributore effettuare ulteriori interventi di rifasamento al fine di aumentare ulteriormente il fattore di potenza per diminuire le perdite e migliorare l’utilizzo della propria infrastruttura di rete.
Tipologia di contratto
Energia reattiva tra il 50 e il 75% dell’energia attiva Energia reattiva oltre il 75% dell’energia attiva c€/kvarh c€/kvarh lettera a) Utenze domestiche in bassa tensione 3,23 4,21 lettera b) Utenze in bassa tensione di illuminazione pubblica 3,23 4,21 lettera c) Utenze in bassa tensione per alimentazione infrastrutture di
ricarica pubblica di veicoli elettrici 3,23 4,21 lettera d) Altre utenze in bassa tensione 3,23 4,21 lettera e) Utenze in media tensione di illuminazione pubblica 1,51 1,89 lettera g) Altre utenze in media tensione 1,51 1,89
lettera h) Utenze in alta tensione 0,86 1,10
lettera i) Utenze in altissima tensione, con tensione inferiore a 380 kV 0,86 1,10 lettera j) Utenze in altissima tensione, con tensione uguale o superiore
a 380 kV 0,86 1,10
Tabella 15: tariffe per il prelievo di energia reattiva, delibera AEEG 199/11
Ad esempio il distributore può intervenire rifasando i trasformatori disseminati nella rete: in generale la potenza di rifasamento QC non dovrà essere superiore alla potenza reattiva assorbita nelle condizioni di carico minime. Considerando la potenza nominale del trasformatore Sr [kVA], il grado di carico KL, il valore della corrente a vuoto i0%, il valore della tensione di cortocircuito uk%, le perdite nel ferro Pfe [kW] e le perdite nel rame Pcu [kW] si ottiene dalla seguente relazione [14]
𝑄𝑐 = 𝐼0% 100∗ 𝑆𝑟 2 − 𝑃𝑓𝑒2+ 𝐾𝐿2∗ 𝑢𝑘% 100 ∗ 𝑆𝑟 2 − 𝑃𝑐𝑢2 L’analisi di RSE
RSE ha svolto un’analisi [8] sui costi degli interventi per la riduzione delle perdite di rete. Si è considerato di portare a 0.95 il cos(ϕ) medio di cabine secondarie e/o utenti MT a 15/20kV, per l’intervento di rifasamento è stata ipotizzata una regolazione automatica ideale delle batterie di condensatori, con erogazione di potenza reattiva in funzione dei prelievi orari di potenza attiva definiti dalle curve giornaliere così da mantenere costante il fattore di potenza. Nella tabella seguente sono riportate le variazioni delle perdite ottenibili in funzione dell’intervento effettuato e del livello di tensione per tre reti rappresentative di territori ad alta, media e bassa densità di popolazione.
variazione perdite rispetto a cos(ϕ)=0.9
15 kV 20kV
alta media bassa alta media Bassa
Cabine + utenti MT -9.2% -8.2% -8.6% -7.3% -6.9% -5.8%
Solo cabine secondarie -6.2% -5.5% -6.6% -5.2% -4.9% -4.7%
Solo utenti MT -3.3% -3.4% -2.6% -2.2% -2.5% -1.7%
Tabella 16: variazioni % delle perdite a seguito di interventi di rifasamento
Utilizzando quindi dati ISTAT, TERNA e AEEG sono stati calcolati i consumi per regione, tensione e densità abitativa in modo da poter estendere questo risultato a tutto il territorio nazionale e
fattori di perdita
15 kV 20kV
alta media bassa alta media Bassa
Cabine 0.9 – utenti 0.9 2.69% 3.07% 3.18% 2.08% 2.53% 2.54%
Cabine 0.95 – utenti 0.95 2.44% 2.82% 2.91% 1.93% 2.35% 2.39%
Cabine 0.95 – utenti 0.9 2.52% 2.90% 2.97% 1.97% 2.40% 2.42%
Cabine 0.9 – utenti 0.95 2.60% 2.96% 3.10% 2.03% 2.46% 2.50%
Tabella 17: fattori di perdita globali a seguito di interventi di rifasamento
Sono stati quindi stimati i risparmi annui di energia potenzialmente conseguibili a livello nazionale:
Potenziale risparmio di energia a livello nazionale
Cabine 0.95 – utenti 0.95 501 GWh/anno
Cabine 0.95 – utenti 0.9 381 GWh/anno
Cabine 0.9 – utenti 0.95 159 GWh/anno
Tabella 18: potenziale risparmio annuo di energia per interventi di rifasamento
Consideriamo il solo rifasamento delle cabine secondarie. Non è plausibile un intervento dell’utente privato per i motivi già esposti in precedenza. Valutata quindi la potenza apparente impegnata nelle cabine di trasformazione e la relativa potenza attiva a cos(ϕ)=0,9, si è ipotizzato di dimensionare l’impianto per una potenza di picco pari all’80% della nominale, dimensionando il banco di condensatori per rifasare il carico da 0,9 a 0,95.
𝑄𝐶 = 𝑄0− 𝑄1 = 𝑃 ∗ (tan 𝜑0 − tan 𝜑1 )
Per stimare i costi di impianto, RSE prende come riferimento i prezzari ufficiali delle opere pubbliche di alcune regioni italiane, da cui è stata ricavata la curva di Figura 19. Sulla base di queste elaborazioni, è stato ipotizzato un costo unitario di impianto di 18 €/kVAr, ed è stato quindi calcolato il costo totale del sistema di rifasamento delle Cabine Secondarie per le tre reti campione. Per valorizzare il beneficio ottenuto è stato utilizzato come costo evitato per l’approvvigionamento di energia a copertura delle perdite il prezzo di cessione dell’energia praticato dall’Acquirente Unico agli esercenti il servizio di maggior tutela: 0.08 €/kWh. Si considera anche la vita utile dell’impianto in 30 anni e il tasso di attualizzazione del 7%.
Rifasamento cabine secondarie da 0.9 a 0.95
15 kV 20kV
VAN *k€+ PBP [anni] VAN*k€+ PBP [anni]
Alta concentrazione 488 3.5 258 6.0
Media concentrazione 166 5.0 101 7.3
Bassa concentrazione 337 5.3 114 11.2
Tabella 19: VAN e PBP per intervento di rifasamento cabine secondarie
Nel caso di tensione di esercizio di 15 kV, si può osservare che la rete ad alta concentrazione di carico sulle Cabine Secondarie è quella che presenta tempi di ritorno dell’investimento inferiori e VAN più elevati; la rete a bassa concentrazione ha un tempo di recupero dell’investimento leggermente superiore a quello della rete a media concentrazione, per effetto del maggior costo di impianto, ma l’impatto energetico del rifasamento risulta molto più favorevole e si traduce in un VAN circa doppio. Con l’esercizio a tensione di 20 kV i risparmi conseguibili con il rifasamento sono meno significativi, mentre i costi di impianto sono sostanzialmente invariati, e la profittabilità dell’intervento si riduce sensibilmente, in modo particolare per la rete a bassa concentrazione, mentre la rete ad alta concentrazione risulta meno penalizzata.
Il costo dell’impianto influisce ovviamente sul PBP, per limitare la spesa è possibile dimensionare il sistema per una quota inferiore della potenza, ad esempio il 60% anziché l’80% del carico nominale, ottenendo risparmi significativi: per il caso 20kV alta concentrazione si ha -25% sul costo dell’impianto, PBP che passa da 6 a 4,3 anni, VAN +12% e per le perdite solo +0,01%.
Per individuare la soluzione tecnica migliore tra diverse alternative è opportuno avvalersi di strumenti di ottimizzazione come, ad esempio, quelli descritti in [15] [16] [17]. Nella tabella che segue viene portato un esempio in cui sono confrontati tre diversi schemi di compensazione per una particolare rete: compensazione per gruppi in BT, compensazione in MT fissa e per gruppi, compensazione mista. Come si può vedere, il migliore risultato sia in termini di fattore di potenza che di perdite si ottiene con la compensazione mista MT/BT, che ha un costo di circa 32 k€ (1Yuan= 0.10 € nel 2008) e un PBP di soli 2 anni.
soluzioni tradizionali non ne ha favorito la diffusione, almeno fino ad oggi. Considerata, però, la sempre maggiore attenzione degli operatori ai temi della Power Quality e dello sviluppo futuro delle Smart Grid, numerosi progetti sono in fase di sviluppo visto che questi dispositivi possono svolgere numerose funzioni oltre alla compensazione. L’utilizzo di FACTS ha infatti come primo obiettivo il miglioramento della power quality: riduzione del contenuto armonico, bilanciamento dei carichi, riduzione dei buchi di tensione, ecc. L’UPQC (unified power quality conditioner) descritto in [18] è un esempio di questi nuovi dispositivi. Un unico apparecchio costituito da due convertitori in configurazione back-to-back (condividono il bus dc) in cui il convertitore serie sopprime le distorsioni sulla tensione, mentre il convertitore in derivazione cancella quelle sulla corrente, allo stesso tempo è in grado di migliorare il fattore di potenza compensando la componente reattiva della corrente di carico.
A2A sta sviluppando un UPQC di nuova concezione come strumento di miglioramento della qualità e continuità della tensione sulla rete di distribuzione. Il sistema rappresentato in Figura 20 è composto da due parti distinte:
- una unità “serie” costituita da un convertitore trifase AC/DC e un banco di condensatori, installata in cabina secondaria e connessa a valle del secondario del trasformatore in serie al carico
- diverse unità “parallelo” costituite da un convertitore AC/DC trifase o monofase e un parco batterie, connesse ognuna in parallelo nei punti di consegna (utenti).
Le modalità di funzionamento sviluppate sono due:
1) Compensazione: in presenza di normale alimentazione di rete, l’unità serie, tramite l’iniezione di una tensione in serie al punto dove è collocata, migliora la qualità della tensione attenuando i buchi di tensione e altre distorsioni; contemporaneamente le unità parallelo consentono un ulteriore miglioramento della qualità rifasando e simmetrizzando i carichi (se il convertitore è trifase) ed eliminando le distorsioni della corrente assorbita. 2) Back-up: in mancanza dell’alimentazione di rete, le unità parallelo separano l’utenza dalla
rete e la alimentano prelevando energia dagli accumulatori di cui dispongono e in cui viene immagazzinata l’energia in eccesso prodotta dagli impianti PV installati dagli utenti.
Il progetto nella sua interezza comprende lo sviluppo dell’interazione tra il distributore e l’utente finale di logiche di Demand Response (DR) che consentano di gestire nella maniera più conveniente per la collettività i carichi controllabili, la capacità di accumulo disponibile e gli impianti di generazione distribuita (PV).
Potenzialità della generazione distribuita
L’aspetto rilevante della DG è proprio il fatto di essere distribuita sul territorio. Se prendiamo in considerazione gli impianti fotovoltaici installati in grande quantità negli ultimi anni, ognuno di essi è dotato di un inverter con cui la potenza prodotta dai pannelli viene immessa in rete. La conversione avviene a cos(ϕ)=1 con immissione della sola potenza attiva prodotta dai pannelli. Considerata la curva caratteristica di produzione di un impianto PV, la potenza apparente dell’inverter viene sfruttata per pochissime ore al giorno; questo fatto ha spinto il regolatore a prevedere la possibilità di produrre potenza reattiva, nei limiti e nelle possibilità dell’inverter, su richiesta del distributore di energia elettrica (CEI 0-21 paragrafo 8.4.4.2).
Figura 21: diagramma PQ per un inverter PV monofase
Ci sono però alcuni problemi che si possono verificare. In primo luogo un tale utilizzo incide sul dimensionamento dell’inverter che, essendo maggiormente sfruttato, dovrà essere sovradimensionato per avere una durata comparabile: in esso le perdite che si sviluppano sono fino a quattro volte maggiori [19]. Si rende inoltre necessario, per coordinare la produzione di potenza reattiva, un sistema di comunicazione il cui costo e le cui caratteristiche non sono ancora ben definite. Maggiori dettagli seguiranno nei prossimi capitoli.